Kartlegging og ressursberegning, Jan Mayen

Innholdsfortegnelse

Sammendrag ...................................................................... 3

Introduksjon ...................................................................... 5

Metode for beregning av mulige petroleums-ressurser i Jan Mayen-området ................................... 7

Oljedirektoratets datainnsamling i Jan Mayen-området ............................................................................... 9

Geologiske hovedtrekk ................................................ 12

Letemodeller .................................................................... 16

Ressursevaluering .......................................................... 19

2

3

Sammendrag

Havområdene som omfattes av åpningsprosessen favner et areal på

ca. 100 000 km2, og grenser mot grønlandsk sokkel i vest og mot islandsk

sokkel i sør. Geologisk sett består Jan Mayen-området av den vulkanske øya

Jan Mayen og den undersjøiske Jan Mayen-ryggen som strekker seg sørover

fra øya, begge omgitt av oseanisk jordskorpe som ble dannet etter hvert

som det nordatlantiske havet åpnet seg. Denne prosessen med dannelse av

ny havbunnskorpe startet i området for ca 55 millioner år siden og pågår

fremdeles. Jan Mayen-ryggen ble på denne måten revet løs fra både Norge

og Grønland og ble liggende igjen ute i havet som et eget lite kontinent,

et mikrokontinent, bestående av kontinentale og marine bergarter lik dem

man finner på Øst-Grønland og på norsk sokkel i Norskehavet med mulig

petroleumspotensial.

Oljedirektoratet samlet inn seismiske data over Jan Mayen-ryggen første

gang i 1979. Dette ble fulgt opp i 1985 og 1988 da det i samarbeid med

islandske myndigheter ble gjennomført seismisk innsamling på begge sider

av den norsk-islandske grensen. Siden er det samlet inn kommersiell seismikk

i 2001 og 2008 på islandsk sokkel. Totalt var likevel dekningstettheten svært

lav, særlig på norsk side av grensen. I 2011 ble det derfor besluttet å samle inn

seismiske data i havområdene ved Jan Mayen. Denne datainnsamlingen ble

fulgt opp 2012, med totalt innsamlet 12 570 km seismikk. Det er i tillegg

samlet inn bergart-prøver og aeromagnetiske data de siste årene. Oljedirektoratet bruker en statistisk metode kalt letemodellanalyse for å

beregne uoppdagede petroleumsressurser. Metoden går ut på å systematisere

og beskrive den geologiske forståelsen av et område og definere letemodeller.

De avgjørende faktorene er en kildebergart på et gunstig dyp som kan avgi

hydrokarboner, en porøs reservoarbergart som kan oppbevare oljen og

som samtidig ligger i en geologisk felle med tak og vegger av en tett bergart,

og som kan stoppe og fange opp hydrokarbonene på deres vei (migrasjon)

opp fra dypet. Letemodeller danner grunnlaget for å beregne hvor mye

petroleum som kan påvises og produseres fra hver letemodell.

Det er utarbeidet tre letemodeller i Jan Mayen-området: To letemodeller

i bergarter av eocen alder (ca. 55 – 35 mill. år gamle), og en i eldre bergarter

som ligger under vulkanske bergarter (sub-basalt letemodell). De to eocen-

modellene fordeler seg geografisk langs hver sin side av Jan Mayen-ryggen,

mens sub-basalt-modellen dekker hele ryggen (Figur 1). Sandstein med

reservoaregenskaper er prøvetatt i eocene bergarter. Seismikken viser mulige

feller som gir mulighet for oppbevaring av olje og gass. De eldre bergartene

er imidlertid vanskelige å kartlegge da de er dekket av vulkanske bergarter

(basalt) som hindrer en seismisk avbildning av de eldste bergartene.

Mye av kunnskapen om bergartene i området er bygd på kunnskap og

antakelser fra naboområdene på norsk og grønlandsk sokkel.

4

Figur 1. Oversiktskart med utbredelse av letemodeller; Eocen-øst (grønn), Eocen-vest (rød), Sub-basalt (grønn+rød).

5

Figur 2. Figurene viser fordeling av totale utvinnbare ressurser med usikkerhetsspenn for Jan-Mayen området basert på letemodellmetode. Figuren til venstre viser fordelingen av risikoveide ressurser, mens figuren til høyre viser fordelingen dersom det gjøres minst ett funn som bekrefter minst en letemodell (uriskede ressurser).

Det er derfor betydelig usikkerhet knyttet til estimeringen av ressursene

i området (Figur 2). Forventede ressurser for Jan Mayen-området er beregnet til

om lag 90 millioner Sm3 o.e. Denne store usikkerheten gjenspeiles i en nedside

som forteller at det er usikkert om det vil bli funnet hydrokarboner, mens oppsiden

forteller at det kan finnes 460 millioner Sm3 o.e. De forventede utvinnbare

ressursene fordeler seg på henholdsvis 70 millioner Sm3 olje og 20 milliarder

Sm3. gass. Dette er såkalt “risikoveide tall”. Dersom det blir gjort ett funn, vil

de forventede ressursene for Jan Mayen-området øke betydelig, til 200 millioner

Sm3 o.e. med oppside på 650 millioner Sm3 o.e .

Det faktiske ressursgrunnlaget kan kun påvises ved boring av letebrønner.

Figur 3. Åpningsområdet

Myndighetene startet i 2010 arbeidet med en åpningsprosess for petroleums-

virksomhet i de norske havområdene rundt Jan Mayen. Havområdene som

omfattes av åpningsprosessen utgjør et areal på ca. 100 000 km2, og grenser

mot grønlandsk sokkel i vest og mot islandsk sokkel i sør ( Figur 3). Prosessen

innebærer datainnsamling, geologisk kartlegging, evaluering av ressurs-

potensialet for petroleum og en konsekvensutredning. Disse bidragene

danner beslutningsgrunnlaget for åpningsspørsmålet.

Geologisk sett består Jan Mayen-området av den vulkanske øya Jan Mayen,

den undersjøiske Jan Mayen-ryggen sørover fra øya, begge omgitt av oseanisk

jordskorpe som ble dannet etter hvert som det nord-atlantiske havet åpnet

seg. Da Nord-Atlanteren begynte å åpne seg for ca. 55 millioner år siden, ble

Jan Mayen-ryggen revet løs fra både Norge og Grønland og ble liggende igjen

ute i havet som et eget lite kontinent, et mikrokontinent, bestående av

kontinentale bergarter lik dem man finner på Øst-Grønland og på norsk sokkel

i Norskehavet. I denne prosessen var det en betydelig vulkansk aktivitet.

Øya Jan Mayen, og bergartene under den, regnes i sin helhet som vulkanske.

Det meste av mikrokontinentet sør for øya er dekket eller påvirket av

lavabergarter, men består i tillegg av sedimenter som vil likne bergartene

på norsk og grønlandsk kontinentalsokkel, med mulig petroleumspotensial.

Introduksjon

6

7

Et prospekt er en potensiell petroleumsforekomst som er kartlagt men ikke boret,

og der mengden av mulig produserbar petroleum kan beregnes. Det er knyttet

en sannsynlighet til om en brønn vil kunne påvise produserbar petroleum i pro-

spektet, dette er prospektets funnsannsynlighet. Prospekter er de grunnleggende

elementer i letemodellanalysen, og antall prospekter og hvor mye petroleum hvert

prospekt kan inneholde, bestemmer sammen med funnsannsynligheten for

prospektene de estimerte ressurser for letemodellen. I arbeidet med letemodell-

analyser er det viktig å kunne anslå hvor mange prospekter som kan finnes i hver

letemodell. Dette omfatter prospekter som allerede er kartlagt samt antall pro-

spekter som kan forventes å bli kartlagt i framtiden etter som utforskningen av

området går framover. Antallet mulige funn og størrelsen på eventuelle funn

må også vurderes i lys av erfaring fra leting i området eller fra områder som har

likhetstrekk med foreliggende område. I et område med få eller ingen brønner

er slike vurderinger den viktigste informasjonskilden når ressursestimatet

for letemodellen skal utarbeides.

Det er usikkert om en letemodell fungerer inntil det er gjort funn innenfor

letemodellen. Usikkerheten beskrives ved letemodellsannsynligheten. Dette er

sannsynligheten for at det finnes en reservoarbergart, at det finnes en moden

kildebergart som har dannet petroleum som har migrert inn i reservoarberg-

artene, og at det er blitt dannet feller som har kunnet samle opp petroleum.

Dersom det ikke er påvist produserbare hydrokarboner innenfor en letemodell,

er den ubekreftet, og ressursanslagene justeres ned ved å multiplisere med lete-

modellsannsynligheten. Resultatet kalles ofte ”risket” eller ”risikoveiet” estimat.

Jo lavere letemodellsannsynligheten er, desto mindre vil det riskede estimatet

være. Når det blir gjort et funn, er letemodellen bekreftet. Da er det ikke lenger

risiko knyttet til om letemodellen fungerer, og letemodellsannsynligheten settes til

hundre prosent. Dette medfører at ressursanslaget for letemodellen oppjusteres.

Dette påvirker også funnsannsynligheten til de enkelte prospektene innenfor

letemodellen som normalt vil oppjusteres tilsvarende. En bekreftelse av en

kraftig risket letemodell vil gi desto større økning av de anslåtte ressursene.

Oljedirektoratet oppgir sine ressursanslag for uoppdagede ressurser med forvent-

ningsverdien (gjennomsnittsverdien) og et usikkerhetsspenn. Usikkerhetsspennet

er beregnet gjennom en stokastisk simulering og ytterpunktene som oppgis

tilsvarer 90 % sikkerhet, der det lave estimat tilsvarer P95 (95 % sannsynlighet for

dette volumet eller et større volum) og det høye estimat tilsvarer P05 (5 %

sannsynlighet for dette volumet eller et større volum).

De totale ressursene som angis i en letemodell er ikke det man forventer å finne

i ett prospekt, men i hele modellen. Tallet kan endre seg jo mer informasjon man

får om området gjennom kartlegging og leteboring i modellen. I områder der det

er boret mange letebrønner, er det et godt datagrunnlag for å anslå hvor store

olje- eller gassmengder det kan forventes å finnes i et nytt prospekt i området.

Usikkerheten i estimatene øker med avstanden fra kjente områder.

8

Beregninger av mulige petroleumsressurser i et område bygger på en god

forståelse av den regionale geologien. Innenfor et område uten tidligere

letevirksomhet vil det være usikkerhet om:

• De totale ressursene

• Den geografiske fordelingen av ressursene

• Den størrelsesmessige fordelingen av ressursene (små eller store forekomster)

• Fordelingen mellom olje- og gassressurser

Det finnes flere ulike metoder for å anslå hvor mye olje og gass som kan være

dannet og oppbevart i et område. Valg av metode vil være avhengig av hvor

mye kunnskap som finnes om området. Oljedirektoratets foretrukne metode er

letemodellanalyse. Metoden går ut på å systematisere og beskrive den

geologiske forståelsen av et område. Basert på dette defineres letemodeller

som er grunnlaget for å beregne hvor mye petroleum som kan påvises

og produseres fra hver letemodell.

En letemodell kjennetegnes av geologiske faktorer som er til stede samtidig i et klart avgrenset område (basseng), både stratigrafisk, og geografisk; reservoarbergart, kildebergart og felle. Innenfor én letemodell kan det finnes kartlagte og ikke-kartlagte prospekter, funn og felt (Figur 4). De geologiske hovedtrekkene og de ulike letemodellene i området beskrives senere.

Et geografisk område kan ha flere letemodeller av ulik geologisk alder, for eksempel en letemodell med reservoarbergart av seintrias alder og en annen letemodell med reservoarbergart av tidligkritt alder.

Metode for beregning av mulige petroleumsressurser

Figur 4. Skisse av forholdet mellom basseng, letemodell, funn og prospekt.

Basseng Letemodell Prospekt Funn/felt

9

En letemodell er definert innenfor et geografisk avgrenset område hvor flere geologiske faktorer opptrer sammen, slik at produserbar petroleum kan påvises. Disse faktorene er:

1) Reservoarbergart, som er en porøs bergart hvor petroleum kan oppbevares.Reservoarbergartene i en bestemt letemodell vil være av et gitt stratigrafisk nivå.

2) Felle, som er en tett bergart eller geologisk struktur som omgir reservoarbergarten, slik at petroleum holdes tilbake og samles opp i reservoaret. Fellen må være dannet før petroleum slutter å komme inn i reservoaret.

3) Kildebergart, som er skifer, kalkstein eller kull som inneholder organisk materiale som kan omdannes til petroleum. Kildebergarten må også være moden, det vil si at temperatur og trykk er slik at petroleum faktisk blir dannet, og petroleum måkunne bevege seg fra kildebergarten til reservoarbergarten.

Et prospekt er en potensiell petroleumsforekomst som er kartlagt men ikke boret, og der

mengden av mulig produserbar petroleum kan beregnes. Det er knyttet en sannsynlighet

til om en brønn vil kunne påvise produserbar petroleum i prospektet, dette er prospektets

funnsannsynlighet. Prospekter er de grunnleggende elementer i letemodellanalysen, og antall

prospekter og hvor mye petroleum hvert prospekt kan inneholde bestemmer sammen med

funnsannsynligheten for prospektene de estimerte ressurser for letemodellen. I arbeidet

med letemodell-analyser er det viktig å kunne anslå hvor mange prospekter som kan finnes

i hver letemodell. Dette omfatter prospekter som allerede er kartlagt samt antall prospekter

som kan forventes å bli kartlagt i framtiden etter som utforskningen av området går framover.

Antallet mulige funn og størrelsen på eventuelle funn må også vurderes i lys av erfaring

fra leting i området eller fra områder som har likhetstrekk med foreliggende område.

I et område med få eller ingen brønner, er slike vurderinger den viktigste informasjons-

kilden når ressursestimatet for letemodellen skal utarbeides.

Det er usikkert om en letemodell fungerer inntil det er gjort funn innenfor letemodellen.

Usikkerheten beskrives ved letemodellsannsynligheten. Dette er sannsynligheten for at det

finnes en reservoarbergart, at det finnes en moden kildebergart som har dannet petroleum

som har migrert inn i reservoarbergartene, og at det er blitt dannet feller som har kunnet

samle opp petroleum. Dersom det ikke er påvist produserbare hydrokarboner innenfor en

letemodell er den ubekreftet, og ressursanslagene justeres ned ved å multiplisere med

letemodellsannsynligheten. Resultatet kalles ofte ”risket” eller ”risikoveiet” estimat. Jo lavere

letemodellsannsynligheten er, desto mindre vil det riskede estimatet være. Når det blir gjort

et funn, er letemodellen bekreftet. Da er det ikke lenger risiko knyttet til om letemodellen

fungerer, og letemodellsannsynligheten settes til hundre prosent. Dette medfører at ressurs-

anslaget for letemodellen oppjusteres. Dette påvirker også funnsannsynligheten til de enkelte

prospektene innenfor letemodellen som normalt vil oppjusteres tilsvarende. En bekreftelse

av en kraftig risket letemodell vil gi desto større økning av de anslåtte ressursene.

Oljedirektoratet oppgir sine ressursanslag for uoppdagede ressurser med forventningsverdien

(gjennomsnittsverdien) og et usikkerhetsspenn. Usikkerhetsspennet er beregnet gjennom

en stokastisk simulering og ytterpunktene som oppgis tilsvarer 90 % sikkerhet, der det lave

estimat tilsvarer P95 (95 % sannsynlighet for dette volumet eller et større volum) og det høye

estimat tilsvarer P05 (5 % sannsynlighet for dette volumet eller et større volum).

De totale ressursene som angis i en letemodell er ikke det man forventer å finne i ett

prospekt, men i hele modellen. Tallet kan endre seg jo mer informasjon man får om området

gjennom kartlegging og leteboring i modellen. I områder der det er boret mange letebrønner,

er det et godt datagrunnlag for å anslå hvor store olje- eller gassmengder det kan forventes

å finnes i et nytt prospekt i området. Usikkerheten i estimatene øker med avstanden

fra kjente områder.

10 11

Geologiske data

Oljedirektoratet (OD) samlet i 2011 og 2012, i samarbeid med Universitetet i Bergen,

inn geologiske prøver ved bruk av en ubemannet miniubåt (ROV – Remotely Oper-

ated Vehicle) med forskningsfartøyet G.O.Sars som morfartøy. I 2011 ble det benyttet

en gripearm for å brekke prøver av undergrunnen. I 2012 ble det brukt en motorsag

til å skjære ut prøver. Prøvetakingen, både med gripearm og den tidligere uprøvde

metoden med bruk av motorsag, viste seg svært vellykket. Det ble tatt en rekke prøver

på lokaliteter både på islandsk og norsk kontinentalsokkel. Materialet har gitt viktig

ny informasjon om berggrunnen på Jan Mayen- ryggen (Figur 5).

Oljedirektoratets datainnsamling i Jan Mayen området

Figur 5. Datadekning i Jan Mayen området. Vanndypsdata over ryggen i dypere blåfarger. Prøvetakingspunkter markert med hvit sirkel. Området for flymagnetiske målinger i grønn ramme.

11

Tabell 1. Oversikt over datainnsamling i forbindelse med igangsatt åpningsprosess for Jan Mayen mikrokontinent .

Geofysiske data

Vanndypsdata over sentrale deler av Jan Mayen-ryggen (Figur 5) ble samlet inn sommeren

2010 i et nært samarbeid med islandske myndigheter, som på sin side av grensen har samlet

inn tilsvarende data.

Oljedirektoratet samlet inn seismiske data over Jan Mayen-ryggen første gang i 1979. Dette

ble fulgt opp i 1985 og 1988 da det ble gjennomført seismisk innsamling på begge sider av

den norsk-islandske grensen i samarbeid med islandske myndigheter. Siden er det samlet inn

kommersiell seismikk i 2001 og 2008 på islandsk sokkel. Totalt var allikevel dekningstettheten

svært lav, særlig på norsk side av grensen. I 2011 besluttet Stortinget å samle inn seismiske

data i havområdene ved Jan Mayen, 15 linjer på totalt 3060 km. Innsamlingen ble fulgt opp

i 2012 (Figur 6). På geologisk grunnlag ble det valgt å fokusere på det området som ble

ansett som mest relevant for kartlegging – selve Jan Mayen-ryggen sør for øya og nærom-

rådene på begge sider av ryggen. I 2012 ble det samlet inn 64 linjer på totalt 9508 km. Både

i 2011 og 2012 ble det benyttet GeoStreamer teknologi, hvor lyttekabelen taues betydelig

dypere enn vanlig. Det økte tauedypet fører til at operasjonen kan pågå i dårligere vær (større

bølgehøyde) og derved blir mer effektiv. Datainnsamlingen forløp både i 2011 og 2012 svært

produktivt. Innsamlingen skjedde uten HMS-hendelser og uten å være til hinder for andre

aktiviteter på havet.

Det er også samlet inn gravimetriske og magnetometriske data på de fleste av de seismiske

linjene med sikte på å få tilleggsinformasjon, særlig om de dypere bergartene.

Flymagnetiske målinger ble samlet inn i 2011/12 sør-øst i åpningsområdet i samarbeid med

NGU (Norges Geologiske Undersøkelser) og Orkustofnun (National Energy Authority , Island).

Dataene bidrar til avgrensing av det prospektive området sør for øya Jan Mayen (Figur 5).

Sommeren 2012 utførte OD et feltarbeid på Grønland i samarbeid med GEUS (De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland). Fokus for feltarbeidet var kartlegging og prøvetaking av bergarter av eocen (55-34 millioner år siden) alder og underliggende basalt (vulkansk bergart). Feltarbeidet ble gjennomført nær Scoresbysund, i et område som fram til senoligocen (ca. 25 mill år siden) antas å ha ligget nær Jan Mayen-ryggen, og derfor har liknende bergarter.

DATA 2010 2011 2012

Batymetri, Multistråle-ekkolodd

2D-Seismikk

2D-Seismikk

ROV, G.O.SarsUniversitetet i Bergen

ROV, G.O.SarsUniversitetet i Bergen

Feltarbeid Øst-Grønland

Flymagnetiske målinger

Islandsk fartøy, norsk område

3060 km innsamlet juni 2011

Prøvetaking med gripearm

9508 km innsamlet i juni-august 2012

Prøvetaking med motorsag

Prøvetaking og kartlegging i august 2012

18600 km innsamlet i septenber-oktober 2011

og mai-juni 2012

12

Tabell 1 viser at det i de senere år er samlet inn flere datatyper med sikte på å kunne gi et ressursestimat for hydrokarboner i Jan Mayen-området. På bakgrunn av de data som OD har fått innsamlet har vi nå nok kunnskap til å fremskaffe et ressursestimat for området, men det arbeides fortsatt med å forbedre datagrunnlaget for å snevre inn usikkerheten i estimatet.

Bergartsprøvene fra 2011 er i hovedsak ferdig analysert, mens prøvene fra 2012 er under bearbeidelse.

De seismiske dataene fra 2011ble levert ferdig prosessert i slutten av august 2012. En tidlig versjon av de seismiske dataene samlet inn i 2012 ble levert sent i september og november samme år. Ferdig prosesserte data forventes levert i første kvartal 2013. Arbeidet med å tolke disse dataene vil pågå gjennom størstedelen av 2013. Dette vil kunne redusere usikkerhetsspennet.

Det arbeides også for å få gjennomført grunne boringer på Jan Mayen-ryggen i 2013 for å utfylle og forbedre eksisterende informasjon om de tertiære bergarter på Jan Mayen-ryggen. I tillegg arbeides det med planer om boring av grunne borehull på ytre deler av Møre-marginen. Møre-marginen ligger i Norskehavet, men er relevant for forståelsen av Jan Mayen fordi områdene har ligget ved sidene av hverandre langt tilbake i tid.

Figur 6. 2D-seismikk innsamlet av Oljedirektoratet i 2011 (rødt) og 2012 (svart).

12 13

Øya Jan Mayen ligger i den nordre enden av et nord-sørgående undersjøisk høyde-drag, Jan Mayen-ryggen. Dette høydedraget strekker seg fra Jan Mayen ca. 400 km sørover mot Islandsplatået. I sør splittes høydedraget i flere mindre rygger. Vanndypet på hoveddelen av ryggen faller raskt til ca. 600 m sør for øya, og synker videre til ca. 1000 m over store deler av hovedryggen. Vanndypet på Islandsplatået sør og vest for ryggen er ca. 2000 m, mens det øst for ryggen faller ned mot Ægirbassenget til mer enn 3500 m. Ryggen avgrenses av Jan Mayen-bruddsonen kort nord for øya Jan Mayen, hvor vanndypet faller bratt ned mot ca. 2500 m.

Høydedraget Jan Mayen-ryggen har sammenheng med at undergrunnen i området består av et mikrokontinent (Figur 7 og Figur 8 )som ble skilt fra kontinentalskorpen under Grønland og Norge under åpningen av Nord-Atlanteren i overgangen paleocen/eocen (55 mill år siden), men Jan Mayen-mikrokontinent (JMM) sammenfaller ikke helt med Jan Mayen- ryggen. Mikrokontinentet antas å ha sin nordgrense et stykke sør for øya Jan Mayen, mens den sørlige grensen er uklar og kan strekke seg et godt stykke sørover inn på Islandsplatået. På østsiden antas grensen for mikrokontinentet å ligge kort øst for grensen for Jan Mayen-ryggen, mens det i vest antas å strekke seg inn i Jan Mayen-bassenget vest for ryggen. Mikrokontinentet ble dannet ved at det først ble splittet av fra den norske kontinentalsokkelen tidlig i eocen ved havbunnsspredning langs Ægir-ryggen, og deretter ble splittet av fra Grønlands kontinentalsokkel ved havbunnsspredning langs Kolbeinseyryggen.

Geologiske hovedtrekk

Figur 7. Strukturelementer og omtrentlig utstrekning av Jan Mayen mikrokontinent.

14

Figur 8. Geologisk tverrsnitt over Norskehavet fra Øst-Grønland (ØG) i vest over Jan Mayen mikrokontinentet (JM) til Norge (MMH). De to store kontinentene på hver side av havet er farget i gulbrune toner på samme måte som mikrokontinentet. De gråfargede lagene mellom kontinentene er ung havbunnsskorpe dannet fra vulkanske bergarter, uten mulighet for hydrokarbonfunn.

Bergartene og strukturene i Jan Mayen-mikrokontinent er lite kjent, særlig de dypereliggende lagene (Figur 9). Beliggenheten for mikrokontinentet fram til dannelsen i paleocen/eocen tid forteller allikevel om de bergartene man sannsynligvis kan finne. I tiden mellom den kaledonske fjellkjededannelsen i sen-silur og begyn-nelsen av den nord-atlantiske havbunnsspredningen i tidlig-eocen lå altså området med Jan Mayen-mikrokontinent mellom Øst-Grønland og Norge. Alt dette hang da sammen i et felles kontinent og gjennomgikk den samme geologiske utviklingen. Kunnskap om geologien på Øst-Grønland og norsk kontinentalsokkel i Norskehavet gir oss derfor et bilde av denne tidens geologiske utvikling av Jan Mayen-mikrokontinentet. For den petroleumsgeologiske vurderingen av området er utviklingen særlig i periodene jura og kritt viktig, da det i disse bergartene er påvist betydelige mengder hydrokarboner i de aktuelle, sammenlignbare delene av norsk sokkel i Norskehavet.

I forbindelse med dannelsen av mikrokontinentet gikk området gjennom to faser med kraftig forkastningsaktivitet. De seismiske dataene forteller at det i tillegg til sterk strekning av området som følge av oppsplittingen av det gamle kontinentet (havbunnsspredningen) har forekommet sammentrykning (kompresjon) og side-lengs bevegelser i området. I tillegg har vulkansk aktivitet knyttet til avsplittingen av mikrokontinentet ført til at det er avsatt store mengder lava og andre vulkanske bergarter i området, mest i tidlig eocen tid, men også senere.

Både forkastningsaktiviteten og den vulkanske aktiviteten har ført til at det er vanskelig å avbilde geologien i dypet med seismiske metoder. De grunneste og yngste lagene er bedre avbildet, og også prøvetatt med grunne boringer (i 1974) og med ROV de siste to årene.

15

Figur 9. Oversikt over lagrekken (stratigrafien) og fasene med jordskorpebevegelser (tektonikken) på Jan Mayen-ryggen sammenstilt med de tilsvarende geologiske forholdene på norsk og grønlandsk side av havet. Det antas stor likhet mellom utviklingen på Jan Mayen og Grønland fram til mellom-oligocen, da Jan Mayen-mikrokontinentet ble splittet av fra Grønlands kontinentalsokkel.

STRATIGRAFI TEKTONIKK

16 17

Letemodellbeskrivelse

Som beskrevet i kapittel 2 defineres letemodeller ut fra hvilket stratigrafisk nivå i undergrunnen de befinner seg på, hva slags reservoarbergart de inneholder, hvordan de samler opp hydro-karboner (typer av fellemekanismer) og hvilke kildebergarter de tilføres petroleum fra.

Det er utarbeidet tre letemodeller i Jan Mayen-området ( Figur 10 og Figur 11), Eocen øst, Eocen vest og Sub-basalt.

Letemodeller

Figur 10. Oversiktskart med utbredelse av letemodeller; Eocen-øst (grønn), Eocen-vest (rød), Sub-basalt (grønn+rød).

Letemodellene befinner seg i to nivåer i undergrunnen i Jan Mayen-ryggen; de to første i eocen-nivået og den tredje i et ikke nærmere bestemt nivå under de tykke lagene med basaltisk lava som ligger under eocen-nivået. Disse basaltlagene er svært harde, noe som gjør at lagene under ikke gir gode signaler på seismikken; dermed er lagene under lavaene vanskelige å kartlegge. Eocen-lagene derimot er godt avbildet på seismikken, noe som gir mye sikrere kartlegging. De to eocen-modellene fordeler seg geografisk langs hver sin side av Jan Mayen-ryggen, mens sub-basalt-modellen dekker hele ryggen.

17

Figur 11. Seismisk tverrsnitt over Jan Mayen ryggen. Kartet viser også vanndyp (rødt = grunt, grønt = dypt) og letemodellomrissene. Lokaliseringen av letemodellene omtalt i teksten er markert. Lokalisering framgår av den rød linja på det innfelte kartet.

Kildebergart og migrasjon

Alle de tre letemodellene forutsetter migrasjon av olje og/eller gass fra de samme kilde-bergartene, dvs. oljeskifere i over-jura-, midt-trias- og midt-perm-nivåene. Det er usikkert hvor dypt disse kildebergartene ligger begravet eller om alle er til stede i Jan Mayen-ryggen. Modningsmodeller viser at dersom kildebergarter er til stede på gunstige begravingsdyp, er det stor sjanse for at minst en av dem genererer olje og/eller gass fremdeles. I så fall vil petroleumsfellene i sub-basalt-modellen ligge gunstigst til for inn-migrasjon av hydrokarboner fordi dette nivået har kortest vei ned til kildebergarten(e). Noe vanskeligere er det for eocen-modellene, fordi dette nivået ligger lenger opp (lengre vei) og fordi de tykke lavalagene kan virke som en barriere på veien opp for hydrokarbonene.

Reservoarbergarter

Reservoarbergarten i eocen-modellene antas å bestå av en ren, kvartsrik sandstein med gode reservoaregenskaper, dvs. høy porøsitet og permeabilitet (gjennomstrømningsevne). Det er tatt prøver av denne sandsteinen med fjernstyrt undervannsrobot av Universitetet i Bergen. Den ligner til forveksling på en tilsvarende sandstein fra eocen-tiden som man finner på Øst-Grønland, den såkalte Bopladsdalenformasjonen. Det er derfor rimelig å anta at sandsteinen som det er tatt prøve av på Jan Mayen-ryggen tilhører samme formasjon og at den finnes over et stort område.

I sub-basaltmodellen kan det være reservoarer i flere nivåer, alle bestående av sandstein. De mest sannsynlige er sandsteiner avsatt på grunt vann i trias og/eller juratiden. Disse forven-tes å være ekvivalente med de svært gode reservoarbergartene man finner i disse nivåene på Jameson Land på Øst-Grønland og på Haltenbanken i Norge.

Fellemekanismer

De to eocenmodellene skiller seg først og fremst ved type fellemekanisme. Fellene i Eocen vest-modellen består av forkastningsblokker som er rotert og begravet i tett skifer. Sandstein-lagene er dermed stilt på skrå og effektivt forseglet i tuppen av forkastningsblokkene, noe som gir gode feller for oppstigende hydrokarboner (Figur 9). De vestlige delene av Jan Mayen-ryggen er gjennomsatt av forkastninger som danner slike feller.

1819

Den østlige flanken av ryggen, der man har Eocen øst-modellen, har svært få forkastninger, og lagene skråner jevnt ned mot dyphavsbassenget i øst (Ægir-bassenget). Hydrokarbon-fellene i denne modellen antas i hovedsak å bestå av såkalte stratigrafiske feller, dvs. steder der sandsteinen kiler ut omgitt av skifer. Siden lagene er skråstilt vil slike utkilinger av sandsteinen i oppoverbakke danne feller forseglet av den omsluttende skiferen.

På grunn av de harde basaltlagene har man til nå ikke fått noe detaljert bilde fra seismikken av typene hydrokarbonfeller i sub-basaltmodellen. Imidlertid er det slik at forkastningene som man ser i lagene over lavaene også går gjennom lagene under lavaene og gir roterte forkastningsblokker i disse. I tillegg vet man fra Øst-Grønland og Haltenbanken at lagene i jura og eldre nivåer ble utsatt for en periode med forkastningstektonikk før lavalagene kom på plass. Man regner derfor med at hydrokarbonfeller dannet av roterte forkastnings-blokker vil finnes gjennom hele denne letemodellen.

Prospekter og prospektmuligheter

I Jan Mayen-området har man kartlagt en stor prospektmulighet i Eocen øst-modellen, som er beregnet separat. I sub-basaltmodellen har man kartlagt to prospektmuligheter som antas å ligge innenfor den statistiske spredningen i prospektstørrelsene i modellen. Derfor er disse prospektmulighetene inkludert i analysen av denne modellen.

Oppsidepotensial

Den geologiske kunnskap og de data som finnes, viser at selve Jan Mayen-ryggen har størst potensial for å inneholde petroleum.

De seismiske dataene viser imidlertid at det finnes et mindre område med noen begravde høyder og strukturer også vest og nord-vest for Jan Mayen-ryggen. Opprinnelsen til disse og hva slags bergarter de består av, er usikkert. Mest sannsynlig er dette oppbrutte rester av kontinentalskorpe. Dermed kan de potensielt inneholde petroleum som i så fall kommer i tillegg til ressursene som er beregnet for de tre letemodellene beskrevet over. Dette må imidlertid avklares nærmere gjennom videre undersøkelser

Figur 12. Figurene viser fordeling av totale utvinnbare ressurser med usikkerhetsspenn for Jan Mayen-området basert på letemodellmetode. Figuren til venstre viser fordelingen av risikoveide ressurser, mens figuren til høyre viser fordelingen dersom det gjøres minst ett funn som bekrefter minst en letemodell (uriskede ressurser).

19

Metodikk

Det er alltid knyttet usikkerhet til om det kan finnes hydrokarboner i et område. Beregningen av letemodeller i et område består av å beskrive disse usikkerhetene, og det gjøres en risikovurdering av tilstedeværelsen av de ulike parametrene. I tillegg legges det inn reservoarparametre og væske-parametre for hver enkelt modell, og disse oppgis med usikkerhetspenn for å ivareta usikkerheten knyttet til de ulike faktorene.

Etableringen av letemodeller er en metode for å systematisere og gruppere de geologiske parame-tre på en slik måte at hver letemodell får sine særtrekk som skiller dem fra andre letemodeller.

Ressursmengden for hvert prospekt kan ikke fastslås nøyaktig fordi det er knyttet stor usikkerhet til alle de geologiske parameterne som inngår i estimatet. Det samme gjelder også for letemodellen. Alle ressursestimater som er beregnet ved en letemodellanalyse er oppgitt med en spredning, dvs. en statistisk sannsynlighetsfordeling, som gir synkende sannsynlighet med økende ressursmengde. Derfor angis ressursene i letemodellene med et forventningstall og et usikkerhetsspenn som viser et lavt estimat P95 (95 % sannsynlighet for dette volumet eller et større volum) og høyt estimat P5 (5 % sannsynlighet for dette volumet eller et større volum).

Resultat

Oljedirektoratet gjennomfører jevnlig oppdatering av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel. Området som er beskrevet her er ikke inkludert i de nyeste tallene som ble publisert i januar 2013.

Oljedirektoratet har utført en ressursberegning ved hjelp av letemodellanalyse. Basert på geologisk kunnskap om Jan Mayen-område er det utarbeidet tre letemodeller. Det er foretatt en stokastisk ressursberegning basert på ulike petroleumsgeologiske parametre, som egenskapene til mulige reservoarbergarter og eventuell gass og olje. Verdiene for de enkelte parameterne oppgis med et usikkerhetsspenn. Forventede utvinnbare ressurser for Jan Mayen er beregnet til 90 millioner Sm3 o.e. fordelt på henholdsvis 70 millioner Sm3 olje og 20 milliarder Sm3 gass. Lavalagene som overligger eldre bergarter gjør det vanskelig å kartlegge lagene under basalten og det er derfor knyttet stor usikkerhet, spesielt for subbasalt letemodellen, til tilstedeværelsen av petroleum under disse lagene. Denne usikkerheten gjenspeiles dermed i usikkerhetsspennet, med et lavt estimat uten funn (0 millioner Sm3 o.e) (P 95) til et høyt estimat på 460 millioner Sm3 o.e. (P05) (Figur 12).

Det store usikkerhetsspennet skyldes også at ingen av letemodellene i Jan Mayen-området er bekreftet, og det er knyttet en risiko til om minst en av letemodellene vil bli bekreftet ved funn. Dersom minst en av letemodellene blir bekreftet gjennom boring, vil sannsynligheten for funn i prospektene øke fra ca. 3 prosent til ca. 10 prosent.

Ved en slik bekreftelse vil forventede ressurser i området øke til ca. 200 mill. Sm3 o.e (Figur 12), med 150 milloner Sm3 olje og 50 milliarder Sm3 gass. Usikkerheten illustreres gjennom et lavt estimat (P95) på 20 millioner Sm3 o.e. og et høyt estimat (P05) lik 650 millioner Sm3 o.e.

Beregningene viser at ressursene vil fordele seg på flere funn dersom det blir påvist hydrokarboner i området.

Som konklusjon kan man si at estimatene av de uoppdagede ressursene i Jan Mayen-området er usikre. Det er potensial for funn av olje og gass, og dersom man får bedre forståelse av hvordan letemodellene fungerer og en bekreftelse gjennom funn, kan oppsiden inneholde store volum. Det faktiske ressursgrunnlaget kan kun påvises gjennom boring av letebrønner.

Ressursevaluering

www.npd.no